Un seul événement de pénurie le 17 mars a marqué les écarts de mars dans le MISO, similaire à la tempête hivernale Fern. Les prix en temps réel à l’Indiana Hub ont atteint 1 288 $/MWh à 10h, soit plus de 20 fois la moyenne mensuelle de 41,45 $/MWh. Les écarts haut-bas se sont élargis dans les hubs du nord, menés par le Michigan (293 $/MW-jour en temps réel) et l’Indiana (288 $/MW-jour). Les prix day-ahead (DA) du MISO North ont atteint en moyenne 35,36 $/MWh contre 30,95 $/MWh pour le MISO South, un écart qui s’est fortement accentué lors de l’événement.

Points clés à retenir

• Les écarts haut-bas se sont élargis à l’échelle du système : les écarts en temps réel sur quatre heures à l’Indiana Hub ont atteint en moyenne 288 $/MW-jour (+38 % sur un an), tandis que le Michigan affichait le plus élevé à 293 $/MW-jour. Les hubs du sud ont connu peu de changement sur un an, contrairement à février 2026.
• Les prix day-ahead à l’Indiana ont dépassé de 9,14 $/MWh ceux de l’Arkansas, reflétant des marges de réserve plus serrées dans le nord ; les écarts en temps réel sur quatre heures ont augmenté de 38-39 % sur un an à l’Indiana et au Michigan, tandis que les écarts day-ahead à l’Indiana étaient 27 % plus élevés qu’en Arkansas.
• Les prix en temps réel ont atteint 1 288 $/MWh à 10h le 17 mars, la seule heure du mois au-dessus de 200 $. Les opérateurs qui n’étaient pas positionnés pour décharger à ce moment-là ont manqué la majeure partie de la valeur incrémentale de mars.
• La production de gaz naturel s’est élevée en moyenne à 22 146 MW, soit une hausse de 29 % sur un an, comblant les manques laissés par une production éolienne plus faible et une disponibilité nucléaire réduite.
• La régulation day-ahead a atteint en moyenne 16,65 $/MWh, tandis que la régulation en temps réel a grimpé à 47 $/MWh le 17 mars, lorsque le dispatch co-optimisé a fait flamber simultanément tous les prix des services auxiliaires.

Les prix des hubs ont divergé entre le nord et le sud du MISO

Les prix day-ahead à l’Indiana Hub ont atteint en moyenne 38,82 $/MWh sur le mois, soit une hausse de 4,9 % sur un an, tandis que la moyenne en temps réel était de 41,45 $/MWh (+10 %). Le Michigan Hub a affiché la moyenne day-ahead la plus élevée à 39,53 $/MWh. Dans le MISO South, l’Arkansas Hub a dégagé 29,68 $/MWh day-ahead, soit un rabais de 9,85 $/MWh par rapport au Michigan, les hubs de Louisiane et du Texas étant proches de 31,80 $/MWh.

​Les écarts haut-bas sur quatre heures se sont élargis sur tout le système. L’Indiana Hub a mené le day-ahead à 137 $/MW-jour (+21 % sur un an). Les écarts en temps réel à l’Indiana ont atteint 288 $/MW-jour (+38 %), tandis que le Michigan affichait le plus haut écart en temps réel à 293 $/MW-jour (+39 %). La surperformance du nord est cohérente en day-ahead comme en temps réel : l’Indiana a dépassé l’Arkansas de 27 % sur les écarts DA TB4.

​La divergence nord-sud reflète une densité de charge industrielle plus élevée et moins de voies d’importation dans le MISO North, contre une capacité excédentaire de gaz sur la côte du Golfe au sud. La capacité de transfert limitée entre les régions amplifie l’écart lorsque l’offre se resserre.

L’événement de pénurie du 17 mars a rendu cet écart structurel visible. Les prix day-ahead ont culminé à 62,08 $/MWh ce jour-là, tandis que le temps réel atteignait 94,28 $/MWh. Lors de journées calmes comme le 8 mars, le day-ahead est tombé à 28,34 $/MWh et le temps réel à 23,08 $/MWh.

L’événement de pénurie du 17 mars

La tempête hivernale Iona a traversé la zone MISO du 14 au 16 mars. Le 17 mars, la masse d’air arctique post-tempête a poussé la demande système à 91 GW à 6h, le pic horaire du mois. La production gazière a bondi à 45 GW, soit près du double de la moyenne mensuelle, mais l’éolien s’est effondré à la moitié de son niveau habituel et 30 GW de production étaient à l’arrêt pour maintenance de printemps planifiée. Le système fonctionnait 17 GW au-dessus de sa production typique, mais cela n’a pas suffi.

La production totale a culminé à 87 GW à 7h puis a commencé à baisser à mesure que les unités gaz se sont arrêtées dans la matinée. La demande baissait aussi, mais la production a chuté plus vite. À 10h, l’écart s’est refermé : les prix en temps réel à chaque hub MISO ont bondi à plus de 30 fois la moyenne mensuelle. À midi, l’éolien avait doublé par rapport au creux du matin et le solaire produisait 15 GW. Les prix sont retombés à 30 $/MWh. Une heure de pénurie sur un système déjà au maximum de ses capacités.

La structure d’offre derrière ces niveaux de prix s’est fortement déplacée vers le gaz

Le gaz naturel a atteint en moyenne 22 GW en mars 2026, contre 17 GW un an plus tôt. Cette hausse de 30 % a comblé deux manques. La production nucléaire est passée de 10 GW à 8 GW, le rechargement de printemps ayant mis environ 1,85 GW hors ligne. L’éolien a reculé de 7,4 % sur un an en raison de conditions de ressource moins favorables.

Le charbon a tourné à 19 GW, proche du minimum économique. Ni la faiblesse durable des prix du gaz ni la hausse de la part des renouvelables ne se sont matérialisées en mars, ce qui a plafonné le plancher des prix de mi-journée pour la recharge BESS. Le solaire a culminé à 12,5 GW à midi, réduisant la charge nette de plus de 26 GW par rapport à la nuit. Les BESS se sont rechargés en moyenne à 316 MW à 1h du matin, profitant des prix bas nocturnes.

La flotte a déchargé 331 MW à 17h alors que le solaire déclinait et que la rampe du soir s’accentuait. Le parc de BESS installé dans le MISO reste modeste par rapport au surplus de mi-journée, laissant de la place pour davantage de stockage avant que la rentabilité de la charge ne se détériore.

Services auxiliaires : la régulation domine, la co-optimisation amplifie le pic

La régulation day-ahead a atteint en moyenne 17 $/MWh, le produit auxiliaire le plus fiable pour les BESS compte tenu de sa faible variabilité horaire. La régulation en temps réel a dégagé la moyenne auxiliaire la plus élevée à 20 $/MWh. La réserve tournante day-ahead a atteint en moyenne 2,81 $/MWh, la réserve supplémentaire étant marginale à 0,31 $/MWh.

Le dispatch du MISO a fait grimper tous les prix des services auxiliaires en même temps que la flambée des prix de l’énergie le 17 mars : la régulation en temps réel a atteint en moyenne 47 $/MWh, la réserve tournante 33 $/MWh et la réserve supplémentaire 33 $/MWh. Hors événement, la réserve tournante en temps réel atteignait environ 1 $/MWh.

Sur un an, les prix des services auxiliaires ont varié selon le produit hors pic du 17 mars : la régulation day-ahead a progressé de 6 % tandis que la régulation en temps réel a baissé de 13 %. L’événement a représenté l’essentiel de la variation mensuelle. Les capacités engagées sur des services à moindre valeur ce jour-là ont manqué le pic.

Perspectives MISO

L’événement de pénurie du 17 mars a été le moment déterminant du mois. Les BESS positionnés pour décharger pendant cette fenêtre ont capté les plus hauts spreads du mois.

Les hubs du nord ont maintenu une prime structurelle tout au long de mars. Les écarts en temps réel sur quatre heures au Michigan et à l’Indiana ont dépassé ceux de l’Arkansas de 31 % et 29 % respectivement. À mesure que la demande de chauffage s’estompe au printemps, le creux solaire de mi-journée remplacera les événements de pénurie d’offre comme principal moteur des spreads, mais l’écart nord-sud devrait persister tant que les contraintes de transfert maintiendront la tension sur l’offre du MISO North.